JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2013) 1-6 1
Analisis Rele Pengaman Peralatan dan Line Transmisi Switchyard GITET Baru 500kV PT PLN (PERSERO) di Kediri Muhammad Rafi, Margo Pujiantara 1), dan R. Wahyudi 2). Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 E-mail:
[email protected]),
[email protected]) Gardu Induk Tegangan Ekstra Tinggi (GITET) Kediri 500 kV PT.PLN (PERSERO) sebagai perusahaan penyuplai daya listrik di daerah Kediri dan sekitarnya, mendapat pasokan dari dua pembangkit besar yaitu Klaten dan Paiton yang ditransmisikan melalui SUTET dimana pemasok daya atau power grid tersebut harus selalu dalam kondisi on baik saat beban maksimum maupun beban minimum. Terdapat 3 buah trafo daya, dimana dua trafo dengan daya 500 MVA tegangan 500/150 kV dan satu buah trafo distribusi berdaya 60 MVA dengan tegangan 150/20 kV. Tugas akhir ini menganalisis koordinasi rele pengaman arus lebih dan pengaman diferensial trafo yang sudah terpasang pada sistem kelistrikan GITET 500 kV di Kediri hingga diperoleh keandalan dan kontinuitas yang layak. Analisis koordinasi rele pengaman arus lebih pada sistem kelistrikan GITET 500 kV di Kediri dipilih menjadi beberapa tipikal koordinasi yang dianggap dapat mewakili bentuk koordinasi keseluruhan sistem pengaman yang ada pada sistem kelistrikan GITET 500 kV di Kediri. Sedangkan analisis pengaman diferensial dilakukan perhitungan manual untuk mendapatkan persentase slope untuk pengaman transformator dan resistansi stabilitas pada pengaman busbar. Setelah dilakukan analisis dari data eksisting rele yang sudah dimiliki GITET 500 kV di Kediri, dilakukan perhitungan yang sesuai dengan standard yang digunakan untuk resetting koordinasi rele pengaman. Selanjutnya melalui hasil perhitungan dan analisis dalam tugas akhir ini direkomendasikan koordinasi ulang rele arus lebih yang mengkoordinasikan arus dan waktu dan juga nilai resistansi stabilitas pada proteksi busbar.
PT.PLN (PERSERO) perlu dilakukan kajian mendalam mengenai kinerjanya dalam mengamankan sistem tenaga listrik dari gangguan. Melalui tugas akhir ini dilaksanakan analisis koordinasi proteksi pada sistem kelistrikan GITET Kediri 500kV PT.PLN (PERSERO) sehingga teruji keandalannya. II. SISTEM KELISTRIKAN GITET KEDIRI 500 KV PT.PLN (PERSERO) Dalam upaya melayani kebutuhan listrik daerah industri dan perumahan didaerah Kediri dan sekitarnya GITET Kediri mendapat pasokan daya dari dua pembangkit besar di area Pembangkit Jawa Bali (PJB) yaitu Paiton dan Pedan (Klaten), dimana daya tersebut ditransmisikan melalui SUTET dan terintegrasi dengan dua buah trafo stepdown 500/150 kV – 500 MVA untuk selanjutnya ditransmisikan ke GI lain seperti GI Banaran, Tulungagung, Pare, dan sebagainya. PEDAN 1
PEDAN 2
PAITON2
PAITON1
500 kV
BUS-1
TRAFO 1 500/150 kV ELIN
TRAFO 2 500/150 kV MITSUBISHI
LINE-2
150 kV
Kata kunci — rele pengaman arus lebih, rele diferensial, koordinasi BUS-3
BUS-4
FUTURE FEEDER
I. PENDAHULUAN
BUS-7 20 kV
TRAFO 150/70 kV
TRAFO 150/20 kV
GI Banaran
BUS-12 BUS-6
BUS-5 70 kV
20 kV
BUS-13
20 kV
TRAFO 70/20 kV
Bus-14
20 kV
BUS-10
GI Pare
BUS-8
BUS-15
BUS-9
BUS-10
GI TulungAgung
Didalam setiap sistem, tidak terkecuali sistem tenaga listrik, gangguan adalah hal yang harus dihindari. Berbagai macam piranti pengaman terintegrasi dan dikoordinasikan dengan peralatan lain (Circuit Breaker) yang mana diharapkan apabila terjadi gangguan maka sistem proteksi tenaga listrik harus dapat mengisolasi arus gangguan agar tidak terjadi kerusakan pada peralatan dan menjaga kontinuitas pelayanan pada bagian sistem tenaga listrik yang tidak mengalami gangguan. Arus gangguan yang mengalir pada sistem tenaga listrik menyebabkan beroperasinya rele pengaman dan menggerakkan pemutus tenaga (PMT) dimana dalam hal ini adalah Circuit Breaker sehingga terputus aliran daya yang mengalir pada saluran tersebut. Koordinasi sistem proteksi kelistrikan diperlukan untuk mengisolir gangguan yang terjadi pada sistem tenaga listrik, sehingga gangguan-gangguan yang terjadi dapat dilokalisir dari sistem yang sedang berjalan. Idealnya dalam pemeliharaan tahunan koordinasi sistem proteksi kelistrikan pada plant GITET Kediri 500kV
TRAFO 3 150/20 kV UNINDO
Gambar 1. Single line diagram GITET Kediri terinterkoneksi dengan GI lainnya
III. REKOMENDASI KOORDINASI PROTEKSI RELE ARUS LEBIH PADA GITET KEDIRI 500 KV PT.PLN (PERSERO) Untuk koordinasi proteksi fasa, pada GITET Kediri 500 kV dipilih 3 tipikal yang mewakili keseluruhan sistem. Pemilihan tipikal serta rekomendasi koordinasi proteksi fasa
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2013) 1-6 2 dapat dilihat pada gambar 2 dengan pertimbangan jalur koordinasi rele terpanjang serta adanya transformator dengan kapasitas besar yang berbeda nilainya pada tiap jalur. PEDAN 1
PEDAN 2
PAITON2
PAITON1
500 kV
BUS-1
TRAFO 1 500/150 kV ELIN
TRAFO 2 500/150 kV MITSUBISHI
LINE-2
BUS-3
150 kV
TRAFO 3 150/20 kV UNINDO
FUTURE FEEDER
GI Banaran BUS-4
BUS-7 20 kV
TRAFO 150/70 kV
Gambar 3. Single line Diagram tipikal 1
TRAFO 150/20 kV BUS-6
BUS-5 70 kV
Data setelan existing dari rele-rele arus lebih pengaman pada tipikal 1 diberikan pada tabel I sebagai berikut.
BUS-12
20 kV
TYPICAL 1 BUS-10
TRAFO 70/20 kV
BUS-9
TYPICAL 3 Bus-14
TYPICAL 2
20 kV
20 kV
GI Pare
BUS-8
BUS-10
GI TulungAgung
BUS-15
TABEL I DATA SETELAN RELE PENGAMAN TIPIKAL 1
BUS-13
Gambar 2. Pemilihan tipikal dan rekomendasi koordinasi proteksi rele arus lebih
Pada gambar 2, tipikal 1 ditunjukkan dengan garis warna merah, tipikal 2 ditunjukkan dengan garis warna biru, dan tipikal 3 ditunjukkan dengan warna hijau. Analisa untuk setting dan koordinasi proteksi pada GITET Kediri 500 kV memperhatikan beberapa hal, diantaranya: 1. Suplai daya dari keempat power grid harus selalu on baik pada beban puncak maupun beban minimum. 2. Koordinasi waktu untuk satu langkah antara sisi hulu dengan hilir berdasarkan IEEE 242 [1] untuk perbedaan waktu minimum untuk relay digital berbasis mikroprosesor antara 0,2 s/d 0,4 detik. IV. STUDI KASUS KOORDINASI PROTEKSI FASA PADA GITET KEDIRI 500 KV A. Analisis Koordinasi Pengaman pada Tipikal 1 Untuk mempermudah analisis dari sistem kelistrikan, maka diagram kelistrikan dibagi menjadi tiga tipikal. [2] Tipikal 1 menunjukkan koordinasi antara Relay50, OCR Sekunder Trafo3, OCR Primer Trafo3, OCR S T1, dan OCR P T1.
Relay ID & Model Relay50 Model : Areva MicomP122 OCR Sekunder Trafo3 Model : Areva MicomP122 OCR Primer Trafo3 Model : Areva MicomP122 OCR S T1 Model : Alstom MicomP121 OCR P T1 Model : Alstom MicomP121
Existing Condition
Resetting Condition
SIT 0.5 0.15 10 0.1
SIT 0.58 0.15 10 0.1
SIT 1.04 0.2 4.2 0.5
SIT 1.4 0.125 4 0.3
2500/1
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay
SIT 0.92 0.15 9 0.15 SIT 0.83 0.3 13.2 0.15
SIT 1.25 0.175 15 0.3 SIT 0.95 0.1 3 0.3
1000/1
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay
SIT 0,7 0.45 5.55 0,15
SIT 0.7 0.15 5 0,15
CT Ratio
300/5
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay Curve Type
2000/5
I> Time Dial I>> Time Delay Curve Type
300/5
I> Time Dial I>> Time Delay
Dari tabulasi setelan rele di atas, dapat kita plot kurvanya sehingga menghasilkan kurva koordinasi arus dan waktu seperti yang dapat kita lihat pada gambar 4 berikut.
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2013) 1-6 3
1
1
1 2 2
2 2
Gambar 4. Hasil plot setelan existing rele pada tipikal 1
Dari hasil plotting di atas, dapat diketahui adanya beberapa setelan dan koordinasi yang kurang baik. Diantaranya adalah : 1. Tanda lingkaran berwarna merah dengan nomor 1 menunjukkan kurva yang menabrak karakteristik trafo, hal ini masih kurang benar karena seharusnya grafik rele berada di sebelah kiri trafo yang bertujuan untuk melindungi trafo dari gangguan. 2. Tanda lingkaran berwarna merah dengan nomor 2 menunjukkan terdapat mismatch dan overlapping pada kerja kedua rele yaitu OCR ST1 dan OCR PT1 dimana kedua rele ini berfungsi melindungi trafo 1 Elin 500 MVA jika terjadi gangguan arus lebih, sehingga jika kurva karakteristik nya saling tumpang tindih koordinasi ini dirasa masih kurang sesuai karena dikhawatirkan akan terjadi kesalahan koordinasi. Oleh sebab itu direkomendasikan untuk dilakukan penyetelan ulang rele arus lebih yang ada. Adapun data resetting rele dapat dilihat pada tabel I dan hasil plotting setelan rele untuk koordinasi antar rele arus lebih pada tipikal 1 dapat dilihat pada gambar 5.
Gambar 5. Hasil plot setelan resetting rele pada tipikal 1
Dari hasil plotting hasil resetting di atas, dapat diketahui adanya beberapa setelan dan koordinasi yang sudah dirubah. Diantaranya adalah : 1. Tanda lingkaran berwarna merah dengan nomor 1 menunjukkan bahwa setelan pickup dari rele OCR Trafo1, dan Trafo3 sudah tepat karena berada di sebelah kanan FLA trafo. 2. Tanda lingkaran berwarna merah dengan nomor 2 menunjukkan bahwa grading time antar rele sebesar kurang lebih 0.2 - 0.4 detik. Hal ini dianggap paling sesuai menginget rele yang digunakan adalah rele digital dan CB yang digunakan adalah CB SF6. Dan dengan grading time sebesar 0.339 dan 0.315 detik dapat dipastikan bahwa relerele tidak akan trip secara bersamaan apabila terjadi gangguan hubung singkat. Garding time sebesar 0.315 – 0.339 detik juga sesuai dengan standar IEEE 242 yang dijabarkan sebagai berikut: Waktu terbuka CB : 0.04 – 0.1 s (2-5 Cycle) Overtravel dari rele : 0.1 s Faktor Keamanan : 0.12 – 0.22 s Untuk rele static dan rele digital berbasis microprosesor overtravel time dari rele dapat diabaikan. Sehingga total waktu =0.2 -0.4 s B. Analisis Koordinasi Pengaman pada Tipikal 2 Pada tipikal 2 terdapat lima buah rele arus lebih yang akan diatur, yaitu Relay55, OCR S T2P, OCR PT2P, OCR Arah Pare, OCR S TP, OCR P TP di GI Banaran1. Rele arus lebih yang pertama adalah adalah rele yang melindungi hubung singkat didekat beban (load A) yang selanjutnya dibackup oleh OCR S T2P, OCR P T2P untuk melindungi Bus-9 20 kV. Kemudian OCR Arah Pare melindungi Bus-8 70 kV. OCR S TP dan OCR P TP dalam hal ini berperan sebagai backup OCR Arah Pare dan pelindung utama bus di GI Banaran, yaitu Bus-5.
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2013) 1-6 4
Gambar 6. Single line Diagram tipikal 2
1
TABEL 2 DATA SETELAN RELE PENGAMAN TIPIKAL 2
Relay ID & Model Relay55 Model : Areva MicomP122 OCR S T2P Model : Areva MicomP122 OCR P T2P Model : Areva MicomP122 OCR S TP Model : ABB SPAJ 140 C OCR P TP Model : ABB SPAJ140 C
CT Ratio
300/5
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay
2000/5
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay
Existing Condition
Resetting Condition SIT 0.5 0.125 7 0.1 SIT 1.2 0.175 4 0.3 SIT 1.05 0.225 9 0.15 SIT 1.05 0.22 5.5 0.5 SIT 0.72 0.3 10 0,15
300/5
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay
600/5
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay
SIT 0.5 0.25 4.38 0.1 SIT 1.17 0.2 4.67 0.5 SIT 1 0.175 9 0.01 SIT 1.7 0.23 6.8 0.15
400/5
Curve Type I> Time Dial I>> Time Delay
SIT 0,7 0.28 5.6 0,04
Dari tabulasi setelan rele di atas, dapat kita plot kurvanya sehingga menghasilkan kurva koordinasi arus dan waktu seperti yang dapat kita lihat pada gambar 7 berikut.
1
Gambar 7. Hasil plot setelan existing rele pada tipikal 2
Penjelasan gambar kurva di atas adalah sebagai berikut : 1. Tanda lingkaran berwarna merah dengan nomor 1 menunjukkan adanya mismatch dan overlapping pada kerja kedua rele pengaman trafo, baik pada GI Pare maupun Trafo Pauwels pada GI Banaran1, sehingga koordinasi ini dirasa masih kurang sesuai karena dikhawatirkan akan terjadi kesalahan koordinasi karena kurva karakteristik yang masih bertabrakan. Selain itu waktu range kerja dari kedua rele juga masih kurang sesuai. Oleh sebab itu direkomendasikan untuk dilakukan penyetelan ulang rele arus lebih yang ada. Adapun data resetting rele dapat dilihat pada tabel 2 dan hasil plotting setelan rele untuk koordinasi antar rele arus lebih pada tipikal 2 dapat dilihat pada gambar 8.
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2013) 1-6 5 C. Analisis dan Perhitungan Rele Diferensial Sebagai Pengaman Busbar Bus Protection Pada Busbar 500 kV dan 150 kV 1
Gambar 9. Pola Proteksi Diferensial Busbar pada Gardu Induk 150 kV
2 2
TABEL 3 DATA SETELAN RELE PENGAMAN DIFERENSIAL
Data Rele Diferensial yang Terpasang pada Bus 150 kV Areva Micom P123 Arus Nominal (In) = 1 A Burden Relay = 6VA (standby) + 0.4VA (when energized)
Gambar 8. Hasil plot setelan resetting rele pada tipikal 2
Dari hasil plotting hasil resetting di atas, dapat diketahui adanya beberapa setelan dan koordinasi yang sudah dirubah. Diantaranya adalah : 1. Tanda lingkaran berwarna merah dengan nomor 1 menunjukkan bahwa setelan pickup dari rele OCR GI Pare dan Trafo Pauwels pada GI Banaran 1 sudah tepat karena berada di sebelah kanan FLA trafo. 2. Tanda lingkaran berwarna merah dengan nomor 2 menunjukkan bahwa grading time antar rele sebesar kurang lebih 0.2 - 0.4 detik. Hal ini dianggap paling sesuai menginget rele yang digunakan adalah rele digital dan CB yang digunakan adalah CB SF6. Dan dengan grading time sebesar 0.315 dan 0.318 detik dapat dipastikan bahwa relerele tidak akan trip secara bersamaan apabila terjadi gangguan hubung singkat. Grading time sebesar 0.315 – 0.318 detik juga sesuai dengan standar IEEE 242 yang dijabarkan sebagai berikut: Waktu terbuka CB : 0.04 – 0.1 s (2-5 Cycle) Overtravel dari rele : 0.1 s Faktor Keamanan : 0.12 – 0.22 s Untuk rele static dan rele digital berbasis microprosesor overtravel time dari rele dapat diabaikan. Sehingga total waktu =0.2 -0.4 s
Data Rele Diferensial yang Terpasang pada Bus 500 kV Areva Micom P123 Arus Nominal (In) = 1 A Burden Relay = 6VA (standby) + 0.4VA (when energized)
Data CT
Ratio CT = 2500/1 A Tahanan CT = 15 Ω Tahanan Kabel = 1 Ω Tahanan rele = 0.025 Ω Arus Gangguan (If) = 40000 A Data CT
Ratio CT = 2500/1 A Tahanan CT = 15 Ω Tahanan Kabel = 1 Ω Tahanan rele = 0.025 Ω Arus Gangguan (If) = 40000 A 𝑰𝒇
Tegangan Kerja (Vr) = x (RCT +2 RL + Rr) 𝑪𝑻 𝒓𝒂𝒕𝒊𝒐 Vset = k x Vr , dengan k (faktor keamanan) = 1.5 – 2.0 Arus kerja (Iset) = 0.2 x In Stabilitas Resistor (Rs) =
𝟏 𝑰𝒔𝒆𝒕
x (Vs -
𝑽𝑨 𝑰𝒔𝒆𝒕
)Ω
TABEL 4 PERBANDINGAN HASIL EKSISTING,PERHITUNGAN, DAN RESETTING
Jenis Proteksi Diferensial Bus 500 kV Proteksi Bus Bus 150 kV
Setting Eksisting Rs = 1150 Ω
Hasil Perhitungan Rs = 2394 Ω
Resetting
Rs = 1600 Ω
Rs = 1883 Ω
Rs = 1800 Ω
Rs = 2000 Ω
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2013) 1-6 6 D. Analisis dan Perhitungan Rele Diferensial Sebagai Pengaman Trafo
Kesimpulan
Gambar 9. Rele Diferensial sebagai Pengaman Trafo TABEL 4 DATA TRAFO DAYA 500 KV DAN 150KV
Trafo 1 (500kV) Type: Elin Daya: 500 MVA Tegangan: 500kV/150kV Vektor: Ynyn0 Impedansi: 13.1% CT primer: 1000/1 CT sekunder: 2500/1
Spesifikasi Trafo Trafo2 Trafo 3 (150kV) (500kV) Type: Type: Unindo Mitsubishi Daya: 500 Daya: 60 MVA MVA Tegangan: Tegangan: 500kV/150kV 150kV/20kV Vektor: Ynyn0 Vektor:Ynyn0 Impedansi: Impedansi: 10% 13.1% CT primer: CT primer: 300/5 1000/1 CT sekunder: CT sekunder: 2000/5 2500/1
𝐼1 didapat dari pembagian FLA (Full Load Ampere) dengan rasio CT dari sisi primer trafo. 𝐼2 didapat dari pembagian FLA (Full Load Ampere) dengan rasio CT dari sisi sekunder trafo. % Slope = % Slope =
𝐼𝑜𝑝 𝐼𝑟𝑒𝑠
x 100 %, 𝐼𝑜𝑝 = 𝐼1 − 𝐼2 dan 𝐼𝑟𝑒𝑠 =
𝐼1 −𝐼2 𝐼 1 +𝐼 2 2
Jenis Proteksi Diferensial
Proteksi Trafo
𝐼1 +𝐼2 2
.
x 100 % Setting Eksisting
Hasil Perhitungan
Resetting
Trafo1 500 kV
Slope 1= 30 %
Slope1= 28.2%
Slope1= 30%
Trafo2 500 kV
Slope 1= 30 %
Slope1= 28.2%
Slope1= 30%
Trafo3 150 kV
Slope 1= 30 %
Slope1= 11.8%
Slope1= 20%
Berdasarkan hasil studi dan analisis koordinasi rele pengaman fasa pada GITET Kediri 500 kV PT.PLN (PERSERO) yang telah dilakukan, maka dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut: 1. Terdapat beberapa setelan rele yang belum tepat dan koordinasi yang kurang baik, terutama pada setelan grading time antar rele pengaman. Pada rele pengaman trafo tipikal 1 kurva rele menabrak kurva karakteristik trafo, hal ini dirasa kurang benar karena seharusnya grafik rele berada di sebelah kiri trafo yang bertujuan untuk melindungi trafo dari gangguan. 2. Kerja rele diferensial tidak terkordinasi dengan pengaman lain hal ini karena prinsip kerja rele adalah seketika (instant), dimana dilakukan perbandingan arus yang masuk dan keluar rele. Apabila terjadi perbedaan yang melebihi pengaturan sehingga terjadi perbedaan arus maka rele bekerja seketika. Untuk rele diferensial dibagi menjadi diferensial pengaman transformator dan diferensial pengaman busbar. Untuk pengaman trafo dilakukan perhitungan slope yang selanjutnya dibandingkan dengan pengaturan yang ada dan dibandingkan juga dengan batas standard slope rele yang mana slope I berada pada kisaran 30 – 50% (referensi slope untuk rele diferensial ABB dan Micom). Pada setting eksisting trafo 500 kV slope 1 diset pada 30%, sedangkan pada perhitungan didapat nilai 28,1% yang mana dipilih 30% menyesuaikan dengan range/step nilai pada rele datasheet. Jadi setting yang dilakukan pada rele diferensial 500kV sudah sesuai jika ditinjau dari hasil perhitungan maupun standard yang ada. REFERENSI [1] IEEE Std 242-2001™, “IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems”, The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., New York, 2001, Ch. 15. [2] Gonen, Turan, ”Modern Power System Analysis”, USA, 1988. [3] Modul Diklat Perusahaan Listrik Negara (PERSERO), “Dasar-Dasar Sistem Tegangan Tinggi”,Pusdiklat Pusat Perusahaan Listrik Negara (PERSERO), 2009.
